Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту ПС № 33 "Карак", 57427-14

Назначение

Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии по объекту ПС № 33 «Карак» (далее по тексту - АИИС КУЭ) предназначена для измерения активной и реактивной электроэнергии, сбора, хранения и обработки полученной информации.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

-    автоматические измерения 30-минутных приращений активной и реактивной электрической энергии;

-    периодический (1 раз в 30 минут, 1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электрической энергии с заданной дискретностью учета 30 мин и данных о состоянии средств измерений;

-    хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

-    разграничение доступа к базам данных для разных групп пользователей;

-    подготовка данных о результатах измерений и состоянии средств измерений в XML формате и их предоставление по электронной почте внешним организациям;

-    обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (пломбирование, установка паролей и т.п.);

-    диагностика функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

-    конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

-    ведение единого времени в АИИС КУЭ.

АИИС КУЭ построена на базе аппаратно-программного комплекса «Телескоп+» (Госреестр № 19393-12), используемого в качестве информационно-вычислительного комплекса (ИВК) и включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень системы - состоит из 4-х информационно-измерительных комплексов (ИИК), включающих измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности КТ = 0,5 по ГОСТ 7746, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности КТ = 0,5 по ГОСТ 1983 и счетчики активной и реактивной электроэнергии EPQS КТ = 0,5S по ГОСТ 31819.22 для активной электроэнергии и КТ = 0,5 по ГОСТ 31819.23 для реактивной электроэнергии, вторичные электрические цепи;

2-ой    уровень — уровень информационно-вычислительного комплекса электроустановки (ИВКЭ), включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) шлюз Е-422, технических средств для организации локальной вычислительной сети, аппаратуры приема-передачи данных с электрическими и оптическими линиями связи;

3-ий    уровень — информационно-вычислительный комплекс (ИВК), включает каналообразующую аппаратуру, сервер базы данных (БД) НР ProLiant, устройство синхронизации системного времени УСВ-3 (Госреестр № 51644-12) и программное обеспечение (ПО) «Теле-скоп+».

Первичные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в аналоговые унифицированные сигналы, которые по проводным линиям связи поступают на измерительные входы счетчика электроэнергии. В счетчике мгновенные значения аналоговых сигналов преобразуются в цифровой сигнал. По мгновенным значениям силы и напряжения электрического тока в микропроцессоре счетчика вычисляются мгновенные значения активной и полной мощности без учета коэффициентов трансформации. Электрическая энергия, как интеграл по времени от мощности, вычисляется для интервалов времени 30 мин. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 30-минутные данные коммерческого учета соотнесены с текущим московским временем.

Цифровой сигнал с выходов счетчиков посредством линий связи RS-485 поступает в УСПД. УСПД осуществляет вычисление электроэнергии и мощности с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, хранение измерительной трансформации и журнала событий, передачу результатов измерений через GSM-модемы в сервер БД.

Далее сервер БД при помощи ПО осуществляет сбор, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в организации-участники оптового рынка электроэнергии в рамках согласованного регламента.

АИИС КУЭ оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), которая охватывает уровень счетчиков электрической энергии, УСПД и ИВК. Синхронизация часов ИВК и УСПД осуществляется по часам подключенных к ним УСВ-3 каждую секунду, корректировка часов выполняется при расхождении часов ИВК и УСПД с часами УСВ-3 более чем на ±1 с. Часы УСВ-3 синхронизированы со спутниковым временем по сигналам входящего в состав устройства GPS-приемника, сличение производится непрерывно, погрешность синхронизации ±0,01 с. По часам УСПД осуществляется корректировка часов счетчиков. Сличение часов счётчиков с часами УСПД осуществляется один раз в 30 минут, корректировка часов счётчиков производится 1 раз в сутки при достижении расхождения с часами УСПД более чем на ± 2 с.

Погрешность часов измерительных компонентов системы не превышает ±5 с. Программное обеспечение

АИИС КУЭ функционируют под управлением программного комплекса «Телескоп+», входящего в состав АИИС КУЭ.

Идентификационные данные программного обеспечения приведены в табл. 1.

Программное обеспечение (ПО) имеет уровень защиты «С» от непреднамеренных и преднамеренных изменений в соответствии с МИ 3286-2010. Влияние ПО на метрологические характеристики измерения активной и реактивной электроэнергии отсутствует.

ПО АИИС КУЭ обеспечивает:

-    поддержку функционирования ИВК в составе локальной вычислительной сети (при необходимости);

-    функционирование системы управления базами данных (формирование базы данных, управление файлами, их поиск, поддержку);

-    формирование отчетов и их отображение, вывод на печатающее устройство;

-    поддержку СОЕВ;

-    решение конкретных технологических и производственных задач пользователей.

Идентификационные данные ПО приведены в табл. 1.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов (ИК) представлен в табл. 2, а метрологические характеристики ИК в рабочих условиях эксплуатации в табл. 3 и 4.

Таблица 2 — Состав ИК АИИС КУЭ

Таблица 3 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении активной энергии в рабочих условиях эксплуатации

Таблица 4 - Пределы допускаемой относительной погрешности ИК при измерении реактивной энергии в рабочих условиях эксплуатации

где 5 [%] - предел допускаемой относительной погрешности ИК при значении тока в сети 5

% (55%P, 55%q), 20 % (520%P, 520%q) и Ю0 % (5100%P, 5100%q) от 1ном';

WиЗм - значение приращения активной (P) и реактивной (Q) электроэнергии за 30-минутный интервал времени в диапазоне измерений с границами 5 % (WPi5%, Wqi5%), 20 % (WPi20%, Wqi20%), 100 % (Wpi00%, Wqii00%) и 120 % (WPI120%, Wqii20%).

Примечания:

1.    Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности (получасовая).

2.    В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

3.    Метрологические характеристики нормированы с учетом ПО.

4.    Нормальные условия эксплуатации АИИС КУЭ:

20±5 °С

1±0,2 1ном

1±0,02 ином

0,5 инд. - 1 - 0,5 емк.

от 49 до 51

от -40 до +50 от -40 до +70 от 1мин до 120 от 85 до 110 0,5 инд. - 1 - 0,8 емк. от 49 до 51

-    температура окружающего воздуха

-    сила тока

-    напряжение

-    коэффициент мощности cos (ф) \ sin (ф)

-    частота питающей сети, Гц

5.    Рабочие условия эксплуатации АИИС КУЭ:

-    температура окружающего воздуха для ТТ и ТН, °С

-    температура окружающего воздуха для счетчиков, °С

-    сила тока, % от номинального (1ном)

-    напряжение, % от номинального (UHOM)

-    коэффициент мощности ^os ф)

-    частота питающей сети, Гц

6.    Погрешность в рабочих условиях указана:

-    для I от 0,05 1ном до 1,2 Iном';

-    для cos ф от 0,5 инд. до 1 и от 1 до 0,8 емк.

-    для температуры окружающего воздуха в месте расположения счетчиков в точках измерений от +15 °С до +35 °С.

7.    Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 1. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Надежность применяемых в АИИС КУЭ компонентов:

-    трансформаторы тока и напряжения - среднее время наработки на отказ не менее Т = 400 000 ч, средний срок службы tcn = 30 лет;

-    счетчики EPQS - среднее время наработки на отказ не менее Т = 70 000 ч, средний срок службы С = 32 года.

-    УСПД Е-422 - среднее время наработки на отказ не менее Т = 50 000 ч, среднее время восстановления tB = 2 ч;

-    сервер - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления tB = 1 ч;

-    СОЕВ - коэффициент готовности не менее КГ = 0,999, среднее время восстановления tB = 2 ч.

Надежность системных решений:

-    резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания;

-    резервирование каналов связи.

Регистрация событий:

а)    в журнале событий счетчика:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    корректировки системного времени;

-    отсутствия напряжения при наличии тока в измерительных цепях;

-    перерывы питания.

б)    в журнале событий УСПД:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи с УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуски УСПД (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п.);

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации времени;

-    отключение питания

в)    в журнале событий ИВК:

-    попытки несанкционированного доступа;

-    связи со счетчиками, УСПД, приведшие к каким-либо изменениям данных;

-    перезапуски ИВК (при пропадании напряжения, зацикливании и т.п.);

-    изменение текущих значений времени и даты при синхронизации вермени;

-    отключение питания.

Защищенность применяемых компонентов:

а)    механическая защита от несанкционированного доступа и пломбирование:

-    путем пломбирования счетчиков электроэнергии пломбировочной проволокой и пломбой спереди;

-    путем пломбирования трансформаторов тока пломбой в 2-х местах на месте крепления задней крышки;

-    путем пломбирования УСПД сбоку пломбой в 3-х местах;

-    путем ограничения доступа к трансформаторам тока и напряжения, счетчикам, УСПД и серверу БД (размещением технических средств в закрываемых помещениях и закрываемых шкафах);

б)    защита информации на программном уровне:

-    установка паролей на счетчиках, УССВ, сервере БД, АРМ;

-    разграничение полномочий пользователей по доступу к изменению параметров, времени и данных;

-    регистрация событий коррекции системного времени и данных по электроэнергии и мощности;

-    защита результатов измерений при передаче.

Глубина хранения информации:

-    счетчик - при отключении питания - не менее 10 лет;

-    УСПД - суточные данные о тридцатиминутных приращениях электроэнергии по каждому каналу и электроэнергии потребленной за месяц по каждому каналу - не менее 45 суток; при отключении питания - не менее 5 лет;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ типографским способом.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ приведена в табл. 4. Таблица 4 — Комплектность АИИС КУЭ

Поверка

осуществляется в соответствии с документом 07-45/017 МП «ГСИ. Система автоматизированная информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии по объекту ПС № 33 «Карак». Методика поверки, утвержденным ФБУ «Красноярский ЦСМ» 27.02.2013 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторов напряжения по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-2011;

-    вольтамперфазометр Парма ВАФ-А по методике поверки, изложенной в разделе «7 Поверка прибора» руководства по эксплуатации РА 1.007.001 РЭ и согласованной с ГЦИ СИ Тест-С.-Петербург в декабре 2004 г.;

-    переносной компьютер с ПО «Телескоп+», программой конфигурации с УСПД «Конфигуратор TK16L/E-422», программой конфигурации со счетчиками EPQS «QUADRcom».

Сведения о методах измерений

Методика измерений содержится в документе «Методика измерений электрической энергии и мощности с использованием АИИС КУЭ по объекту ПС № 33 «Карак». Методика аттестована ФБУ «Красноярский ЦСМ», свидетельство об аттестации № 07.01.00291.0052014 от 25.02.2014 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к АИИС КУЭ

1.    ГОСТ 8.217-2003 «Государственная система обеспечения единства измерений. Трансформаторы тока. Методика поверки»

2.    ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений.

Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

3.    ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

4.    ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

5.    ГОСТ 31819.22-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S».

6.    ГОСТ 31819.23-2012 «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии».

Рекомендации к применению

- при осуществлении торговли и товарообменных операций.